Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности кислотных обработок высокообводненных скважин в трещиновато-поровых карбонатных коллекторах

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности кислотных обработок высокообводненных скважин в трещиновато-поровых карбонатных коллекторах"

На правах рукописи

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК ВЫСОКООБВОДНЕННЫХ СКВАЖИН В ТРЕЩИНОВАТО-ПОРОВЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2005

Работа выполнена на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» Уфимскою государственного нефтяного технического университета.

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Антипин Юрий Викторович.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Хафизов Айрат Римович;

кандидат технических наук Галлямов Ирек Мунирович.

Ведущая организация ООО Нефтегазодобывающее управление

«Ишимбайнефть».

Защита состоится " 10 " июня 2005 года в 11-00 на заседании диссертационного совета Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан " 6 " _ 2005 года.

Ученый секретарь диссертационного совета

Ямалиев В.У.

з мм

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальностьработы. Проведение геолого-технических мероприятий, предназначенных для интенсификации притока нефти к скважинам и снижения обводненности добываемой продукции, является одним из перспективных и быстроразвивающихся направлений технического прогресса в нефтяной промышленности. Несмотря на множество технологий и химических реагентов, используемых для этих целей, вопросы эффективное ги геолого-технических мероприятий недостаточно изучены для условий ма-лодебитного фонда скважин мелких месторождений, эксплуатирующих карбонатные коллекторы. С учетом наблюдающейся в нефтяной промышленности Урало-Поволжья устойчивой тенденции ухудшения структуры запасов нефти эта проблема становится ещё более актуальной.

Во всех нефтегазодобывающих регионах ухудшение структуры запасов и истощение высокопродуктивных залежей приводит к возрастанию доли трудноизвлекаемых запасов с низкими дебитами скважин. При этом успешность геолого-тсхнических мероприятий снижается, что особенно проявляется в связи с обводнением скважин. Подобные особенности разработки в полной мере характерны для месторождений запада Башкортостана, когда после истощения залежей нефти в терригенных пластах в структуре остаточных извлекаемых запасов возрастает доля запасов нефти, приуроченных к низкопроницаемым, малопродуктивным, пористо-трещиноватым карбонатным коллекторам.

Изучению продуктивных карбонатных коллекторов Урало-Поволжья, анализу их разработки, интенсификации притока нефти при их эксплуатации посвящены работы Абызбаева И.И., Антипина Ю.В., Аши-рова К.Б., Баймухаметова К.С., Викторова П.Ф., Галлямова М.Н., Галлямо-ва И.М., Горбунова А.Т., Еникеева В.Р., Калинского Б.А., Логинова Б.Г., Лозина Е.В., Махмутова Н.Р., Персиянцева М.Н., Смыкова В.В., Сургучева М.Л., Токарева М.А., Тухтеева P.M., Уметбаева В.Г., Южанинова П.М.,

Юсупова Р Г и других исследователей |Ц|ЙЕ91Щ<|Ш1)Й1(1ВЙЙРТНИК0В' Одним

БИБЛИОТЕКА СПетерв; ОЭ МО

Щц

из основных геолого-технических мероприятий по интенсификации притока нефти из карбонатных коллекторов на месторождениях западного Башкортостана стало применение различного вида соляно-кислотных обработок скважин В связи с обводнением скважин эффективность традиционно используемых технологий кислотного воздействия снижается. Более эффективными оказались технологии, основанные на проведении изоляции водопроводящих каналов осадкообразующими полимерными реагентами с последующей продавкой соляной кислоты в поровую часть коллектора (например, гипано-кислотные и гивпано-кислотные обработки скважин). Однако при использовании этих способов выбор технологических параметров закачки химических реагентов, учитывающих индивидуальные особенности призабойной зоны пласта, недостаточно аргументирован. Кроме того, эффективность гипано (гивпано)-кислотных обработок снижается в случае обработки гидрофобизированной поверхности пор карбонатных коллекторов.

Цель работы. Повышение эффективности соляно-кислотных обработок высокообводненных скважин для интенсификации притока нефти и снижения добычи воды на месторождениях с карбонатными коллекторами на основе обобщения и дальнейшего развития применения осадкообра-зующих полимерных растворов и соляной кислоты при различных температурах.

Основные задачи исследования

1. Анализ эффективности соляно-кислотных обработок по интенсификации притока нефти к скважинам, эксплуатирующим карбонатные пласты (на примере месторождений, разрабатываемых ООО НГДУ «Октябрь-скнефть»).

2. Изучение особенностей технологии, обобщение опыта проведения и совершенствование гипано-кислотных обработок скважин (ГКО).

Лабораторные исследования коагуляции полимеров хлоридами кальция и магащдфи рэйди^вьщГасемпературах.

4. Разработка эффективного метода кислотного воздействия при гид-рофобизированном поровом пространстве матриц карбонатного трещиновато-пористого коллектора.

5. Изучение влияния массового проведения кислотных обработок призабойных зон (ОПЗ) потокоотклоняющего характера на показатели разработки залежи (на примере Копей-Кубовского месторождения западного Башкортостана).

Защищаемые положения

1. Статистические зависимости эффективности технологических показателей кислотных обработок различного вида и границы применимости кислотных обработок для скважин с различной обводненностью продукции.

2. Уравнения регрессии для оценки влияния геолого-физических и технологических факторов на степень увеличения дебита и степень снижения обводненности продукции после гипано-кислотной обработки скважины.

3. Технология проведения гипано-кислотной обработки с учетом определения составов осадкообразующих растворов и параметров их закачки в скважину при различной приемистости призабойной зоны пласта.

4. Результаты лабораторных исследований и промысловых испытаний разработанной технологии гивпано-термокислотных обработок скважин.

5. Результаты оценки влияния массового проведения кислотых обработок на показатели разработки кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения.

Научная новизна

1. Выявлены границы эффективного применения различных видов соляно-кислотных обработок скважин в зависимости от обводненности их продукции. На стадии большого обводнения (70-99 %) эффективными об-

работками скважин являются кислотные обработки с использованием осадкообразующих технологий - гипано-кислотные обработки.

2. Получены статистические зависимости для степени увеличения дебита и степени изменения обводненности после гипано-кислотной обработки, учитывающие геолого-физические параметры пласта и технологические параметры закачки. Выявлено, что основными значимыми факторами являются: нефтенасыщенная толщина, нефтенасыщенность, объем закачиваемой соляной кислоты и объем закачки полимера.

3. Установлены оптимальные объемы и концентрации осадкообразующих реагентов при температурах до 85 °С для качественной коагуляции и кислотного воздействия на гидрофобизированные матрицы коллектора.

4. Выявлено влияние массового проведения ОГТЗ скважин (до 42 % от добывающего фонда скважин), позволяющее увеличить темпы отбора Оптимальный охват обработками составляет примерно 25 % от фонда добывающих скважин, что позволяет повысить темпы отборов до 1,25 раза.

Методы исследований. Поставленные в работе задачи решались путем проведения лабораторных и промысловых исследований и анализа промыслового материала. Обработка результатов велась с применением математической статистики и вычислительной техники.

Достоверность полученных результатов и выводов основана на использовании современных лабораторных установок, позволяющих получать результаты с высокой степенью точности. Лабораторные и промысловые эксперименты проведены по методикам, утвержденным в виде руководящих документов и стандартов предприятия. Обработка результатов промысловых исследований проведена с соблюдением всех основных положений математической статистики.

Практическая ценность и реализация результатов исследований

1. Практическую ценность представляют полученные статистические модели, выражающие зависимость степени увеличения дебитов после об-

работки и степени изменения обводненностей после обработки от геолого-физических и технологических параметров, что позволяет прогнозировать результаты предполагаемых гипано-кислотных обработок скважин.

2. Разработан стандарт предприятия ОАО «АНК «Башнефть» (СТП 03-09-2004) на технологию проведения гипано-кислотных обработок высо-кообводненных скважин. Использование СТП позволяет обоснованно определять состав и технологические параметры закачки осадкообразующих реагентов в зависимости от приемистости скважины перед обработкой.

3. Технология гивпано-термокислотных обработок испытана и отработана на 6 скважинах ООО НГДУ «Октябрьскнефть». Обобщение резуль-таюв позволило выявить перспективность их практического применения при обработке в высокообводненных гидрофобизированных карбонатных пластах.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на Всероссийских конгрессах нефтегазопромышленников России (на III - в 2001, на IV - в 2003 гг.), на научных конференциях БашНИПИнефть (2003 г.) и Уфимского государственного нефтяного технического университета (2001, 2003 гг.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ, в том числе 5 статей, 4 тезиса и 1 стандарт предприятия.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и выводов, содержит 134 страницы машинописного текста, 27 рисунков, 23 таблиц. Список использованных источников состоит из 104 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении содержится общая харакгеристика работы, обоснована её актуальность, поставлена цель и задачи исследований, показана научная новизна и практическое значение.

В первой главе рассматривается структура добычи нефти по объектам разработки на примере месторождений западного Башкортостана. Анализируется тектоническая приуроченность и характеристика карбонатных продуктивных пород, а также особенности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах. Обосновываются геолого-промысловые предпосылки добычи трудноизвлекаемых запасов нефти из карбонатных коллекторов.

Основные запасы нефти крупных месторождений западного Башкортостана, открытые в послевоенный период, приурочены к терригенным коллекторам. Позже в разработку были вовлечены месторождения, основным объектом разработки которых является терригенная толща нижнего карбона (ТТНК). Эксплуатация этих месторождений прошла все основные стадии с применением передовых технологий и в настоящее время находится на завершающей стадии. При такой ситуации крупным резервом добычи нефти явилось более активное вовлечение в разработку запасов нефти, находящихся в карбонатных коллекторах. Характерным примером является структура добычи нефти по объектам разработки в ООО НГДУ

Годы

—Терригенный девон, % -л 'ТТНК, % -о-Карбонаты, %

Рис. 1. Структура добычи нефти по объектам разработки в ООО НГДУ «Октябрьскнефть»

Видно, что с течением времени добыча нефти из терригенных пластов падает и к настоящему времени доля добычи нефти из карбонатных пластов в 1,37 раза больше, чем из терригенных, и составляет 57,8 %.

Эффективное извлечение нефти из карбонатных коллекторов представляет собой сложную научно-техническую проблему. Залежи нефти в карбонатных коллекторах месторождений западного Башкортостана приурочены к восточной части Южно-Татарского свода и находятся в отложениях турнейского яруса нижнего карбона, заволжского надгоризонта, верхне- и среднефаменского подъярусов верхнего девона. Месторождения характеризуются большой слоистой и зональной неоднородностью. Карбонатные пласты представлены, в основном, кристаллическими или органогенными известняками, неоднородными по пористости и проницаемости, нефти обладают повышенной вязкостью. Тип цемента контактовый. Часто залежи различаются по степени трещиноватости. Коэффициенты извлечения нефти (КИН) по объектам с карбонатными коллекторами в основном ниже, чем по терригенным.

По 12-ти месторождениям, эксплуатируемым ООО НГДУ «Октябрь-скнефть», проведена оценка выработки запасов нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам. Выработка карбонатных продуктивных горизонтов изменяется в очень широких пределах 1,8 - 99,2 % от извлекаемых запасов, в среднем составляя 56,3 %, а КИН от геологических запасов изменяется от 0,003 до 0,35 , в среднем составляя 0,14. Остаточные извлекаемые запасы карбонатных пластов на 01.01.2004 г. составляют более 7 млн т. Отсюда следует, что в карбонатных пластах остаются еще значительные запасы неизвлеченной нефти и существует проблема более полного извлечения остаточной нефти, а также увеличения темпов разработки таких коллекторов.

В сложившихся условиях актуальными задачами являются совершенствование применяемых, а также создание и внедрение в производство новых способов и технологий воздействия на обводняющиеся продуктивные карбонатные пласты, так как используемые в настоящее время тради-

ционные методы стимулирования производительности скважин недостаточно эффективны.

Во второй главе рассмотрены способы воздействия на карбонатные пласты с целью интенсификации притока нефти и проведен статистический анализ результатов кислотных обработок различного вида.

При разработке продуктивных карбонатных коллекторов наиболее эффективным методом увеличения добычи нефти является проведение различного вида соляно-кислотных обработок скважин. Наибольшее количество обработок, проводимых на месторождениях запада Башкортостана, приходится на проведение простых соляно-кислотных обработок скважин. Кроме простых соляно-кислотных обработок (СКО) применяют другие виды кислотных обработок: термокислотные (ТКО), пенокислотные (ПКО), термо-пенокислотные (111КО), нефтекислотные (НКО), нефте-пенокислотные (НПКО). В последние годы отрабатывается сравнительно новая технология гипано-кислотного воздействия на карбонатные пласты.

Автором дана оценка эффективности применения соляно-кислотных обработок различного вида на месторождениях, разрабатываемых ООО НГДУ «Октябрьскнефть». Эффективность кислотных обработок характеризует увеличение дебита нефти после обработки „) по сравнению с дебитом до обработки (Ядо) и изменение содержания воды после обработки (\УП о) по сравнению с обводненностью продукции скважины до обработки (\Уд0).

Для определения эффективности обработок был собран промысловый материал по 465 кислотным обработкам различного вида. Статистическая обработка представительной выборки промысловых данных позволила установить связь дебита и обводненности скважины после проведения кислотной обработки с дебитом и обводненностью до обработки.

Для карбонатных объектов разработки месторождений ООО НГДУ «Октябрьскнефть» такие связи аппроксимируются линейными уравнениями с высокой степенью точности. Полученные уравнения, приведенные в табл. 1, справедливы для определенных интервалов изменения дебитов и обводненности скважин.

Таблица 1

Зависимости дебита и обводненности скважин после обработки от дебита и обводненности до обработки для различного вида кислотного воздействия

Вид кислотной обработки Величина выборки Уравнение связи увеличения qn 0 и изменения \У„0 Интервал изменения дебитов (т /сут) и обводненности (%) Достоверность аппроксимации (Я2)

СКО 194 Я„о= 1.56 + 1,21-Чд.о >У„„= 1,13 + 0,93 \Уд.0 0,2 - 30 2-40 0,81 0,79

ПКО 93 1,03 + 1,17сЬо ■\Уп„= 1,64 + 0,87ЛУд„ 0,2 - 14 2-45 0,84 0,76

НКО 75 Ч„„= 1,74+ 1,17-(Ь0 \Уп0= 0.36 + 0,87^д о 0,2 - 14 5-65 0,79 0,83

ГКО 103 0,48+ 1,69 0 \УПо=-3,98 + 0,96\Удо 0,2-10 25-100 0,83 0,82

Из табл. 1 видно, что для карбонатных коллекторов проведение любого вида кислотного воздействия позволяет увеличить дебит скважин после обработки. После проведения СКО, ПКО обводненность обычно увеличивается, а после НКО это увеличение незначительно. Проведение ГКО способно существенно снижать обводненность продукции после обработки. Уравнения, полученные в результате анализа, можно использовать для предварительного прогноза дебитов и обводненностей после кислотного воздействия, но при этом следует учитывать интервалы изменения этих параметров.

Анализ промысловых данных позволил также определить области эффективного применения кислотных обработок обводненных скважин. Технологическую эффективность обработок можно дополнительно характеризовать успешностью их проведения, степенью увеличения дебита нефти после обработки по сравнению с дебитом до обработки (яПо/<1до) и суммарным количеством дополнительно добытой нефти от обработки.

Анализ результатов статистической обработки промысловых данных позволил выделить области эффективного применения различного вида

кислотного воздействия на ГТЗП карбонатных коллекторов в зависимости от обводнения скважин. Так, СКО наиболее эффективно проводить в скважинах с обводненностью до 18 %, а ГЖО в интервале обводненности скважин 18 - 38 %. НКО целесообразно применять при обработке скважин с обводненностью 12-60 %. ГКО эффективно проводить при обводнении от 47 % до полного обводнения скважин. Сведения об эффективности кислотных обработок различного вида приведены в табл. 2.

Таблица 2

Эффективность кислотных обработок по интенсификации

притока нефти к скважинам

Вид кислотной обработки Количество обработок скважин Успешность обработок, % Интервал обводнения скважин (%) для эффективного применения Среднее значение на одну обработку

степень увеличения дебита, Чпо/Чд.о дополнительная добыча нефти, т

СКО 229 89,7 0-18 2,23 499

ПКО 122 87,5 18-38 2,32 387

НКО 109 94,1 12-60 2,06 549

ГКО 124 92,4 47-99 2,82 886

Анализ успешности кислотных обработок скважин показал, что многие СКО и ПКО проведены в высокообводненных скважинах и поэтому результаты их проведения оказались неудачными. Учет обводненности скважин, в которых предусматривается проведение кислотных обработок, позволит повысить успешность обработок.

Правильный выбор скважины для обработки и соблюдение технологии проведения обеспечивают высокую успешность кислотного воздействия. Работы по интенсификации притока нефти за счет кислотного воздействия позволяли в среднем обеспечить увеличение дебита скважины в 2,06...2,82 раза и получить дополнительно 387...886 т нефти на одну обработку. Эти показатели можно увеличить выше средних, если при выборе скважины для кислотного воздействия будут учитываться дебит и обвод-

ненносхь скважины, а также области эффективного проведения обработок в зависимости от обводнения скважин.

С увеличением количества высокообводненных скважин в ближайшие годы на месторождениях западного Башкортостана перспективно проведение обработок, позволяющих не только увеличить дебит, но и снижать обводненность добываемой продукции. Этим условиям в большей мере удовлетворяет проведение гипано-кислотных обработок.

Технология гипано-кислотных обработок скважин разработана и широко внедрена на месторождениях ООО НГДУ «Октябрьскнефть», объектами разработки которых являются неоднородные, обводненные карбонатные коллектора. Сущность гипано-кислотной обработки (ГКО) заключается в селективной изоляции водопроводящих каналов с последующим солянокислотным воздействием на поровую нефтенасьнценную часть коллектора.

Технология ГКО состоит в закачке раствора хлорида кальция в ПЗП. Он имеет малую вязкость и поэтому заполняет высокопроницаемую часть коллектора. Затем закачивается разделяющая жидкость (буфер пресной воды объемом до 0,5 м3) и полимер. В качестве полимера используется гидролизованный полиакрилонитрил (гипан) или гиролизованный волокнистый полиакрилонитрил (гивпан). Объемы и концентрации применяемых реагентов рекомендовано определять с учетом приемистости скважины непосредственно перед обработкой.

По мере прокачки гипана в ПЗП обычно происходит постепенный рост давления на устье и уменьшение приемистости скважины, что объясняется насыщением высокопроводятцих каналов гипаном и началом образования осадка, после чего в скважину вводится до 1 м3 пресной воды. Образующийся при взаимодействии шпана с хлоридом кальция осадок закупоривает в пласте высокопроницаемые пропластки и трещины и создает условия для проведения соляно-кислотного воздействия на малопроницаемые пористые нефтенасыщенные матрицы.

После закачки расчетного количества кислоты производится её про-давка минерализованной водой в ПЗП. Затем скважина закрывается на 12 -16 часов до завершения осадкообразования и растворения карбонатов в пористой среде, после чего промывается и вводится в эксплуатацию.

Анализ результатов ГКО позволил установить влияние геолого-физических и технологических факторов на эффективность проведения гипано-кислотной обработки. Основой для исследования послужили результаты 215 гипано-кислотных обработок скважин ООО НГДУ «Октябрь-скнефть». После предварительной статистической обработки и проведения регрессионного анализа были получены следующие зависимости (уравнения 1 и 2), в которых коэффициенты при параметрах показывают степень их влияния на результат обработки. В табл. 3 представлены параметры, входящие в регрессионный анализ.

Таблица 3

Геолого-физические и технологические параметры, входящие

в регрессионный анализ

Наименование параметра Единица измерения Обозначение в модели

Входные параметры

Нефтенасыщенная толщина пласта м X:

Пористость коллектора доли ед. Х2

Проницаемость коллектора мкм2 хэ

Нефтекасыщенность доли ед. М

Вязкость нефти мПа-с Х5

Кратность обработок ед Хб

Давление закачки начальное МПа х?

Давление закачки конечное МПа Х8

Объем гипана (гивпана) мJ Х9

Объем хлористого кальция м^ Хю

Удельный объем соляной кислоты на 1 м нефте-насьпценной толщины пласта м3/м XI1

Дебит скважины до обработки т/сут Х12

Обводненность продукции до обработки доли ед. Х13

Выходные параметры

Отношение дебитов после и до обработки ед | У\

Отношение обводненностей после и до обработки ед. У2

у, =2,065 +0,435 х, - 0,026 -х2 4 0,088 • + 0,461 • х, - 0,132 -х5 +0,019 х6 -- 0,216 • х7 + 0,029 ■ х„ + 0,039 • х, - 0,053 • х|0 + 0,354 • х„ - 0,235 х|2 - 0,066 • хи ^

Я2 = 0,74

у2 = 2,382 - 0,206 • х, - 0,029 х2 - 0,011 • х3 - 0,107 ■ х4 + 0,026 х5 + 0,007 х6 + + 0,077 • х7 - 0,026 ■ х8 - 0,023 ■ х, + 0,003 х10 - 0,199 • хп - 0,044 хп - 0,074 ■ х„ ^

Я2 = 0,69

Выявлено, что основными значимыми факторами, положительно влияющими на увеличение дебита после обработки, являются- нефтена-сыщенная толщина, нефтенасыщенность и удельный объем закачиваемой соляной кислоты на 1 м нефтенасыщенной толщины пласта. На уменьшение притока воды в скважину дополнительно влияет объем закачки полимера. Отрицательно влияют следующие факторы: на увеличение дебита - вязкость нефти, начальное давление закачки и дебит скважины до обработки; на снижение притока воды - вязкость нефти и начальное давление закачки.

В третьей главе проведен анализ динамики пластового и забойного давлений при эксплуатации карбонатных объектов разработки месторождений западного Башкортостана, который показал, что при малоэффективном заводнении и естественном режиме работы залежи забойные давления в скважинах поддерживаются на уровне 0,7-1,1 от величины давления насыщения и давление в ПЗП в отдельных случаях может снижаться ниже давления насыщения до 3,2 м по радиусу от центра скважины. Снижение давления в ПЗП ниже давления насыщения может привести к выпадению асфальтенов, смол и парафинов на стенках поровых каналов, что дополнительно гидрофобизирует поверхность порового пространства. Протекающие процессы гидрофобизации затрудняют контакт соляной кислоты с поверхностью породы и снижают эффективность проводимой обработки. Обеспечение доступа кислоты к поверхности породы будет способствовав увеличению площади реагирования и более эффективному кислотному воздействию. Практически это возможно только при отторжении гидрофобных углеводородных слоев с породы в объем пор. Одним из путей раз-

рушения этой гидрофобной пленки может быть применение горячей соляной кислоты.

Для определения оптимальных параметров осадкообразования гив-пана с различными коагулянтами (СаС12, А1С13, проведены лабора-

торные исследования получения осадков при различных концентрациях и температурах (20 и 85 °С) при соотношениях полимер : коагулянт от 1:1 до 4:1. Результаты опытов показали, что по сравнению с СаС12 и А1С13 лучшим коагулянтом является смесь хлорида магния с соляной кислотой, нагретой до 85 °С. Объемная доля осадка при этом составляет через 1 час -0,5, что выше, чем при использовании хлористого кальция, в 1,67 раза или 1,92 раза, чем при использовании алюмосодержащей жидкости.

Разработана технология гипано-термокислотной обработки (ГТКО) скважины, сущность которой заключается в изоляции обводненных про-пластков с последующей термокислотной обработкой нефтенасыщенной части. Высокая температура способствует разрушению гидрофобных слоев на поверхности пор, что улучшает реакцию соляной кислоты с породой, а образующийся в результате реакции хлорид магния является дополнительным коагулянтом для гивпана. Были обоснованы объемы закачки реагентов для гипано-термокислотной обработки.

Технология ГТКО опробована на малодебитных высокообводненных скважинах Копей-Кубовского месторождения. При выборе скважины для обработки учитывалась продолжительность её эксплуатации при давлениях ниже давления насыщения, что способствует образованию плотной углеводородной пленки и гидрофобизации поверхности пор карбонатного пласта. ГТКО позволила получить технологический эффект, который образуется за счет создания более качественного перекрытия водопроницаемых каналов, более эффективного воздействия нагретой соляной кислоты, что выражается увеличением коэффициента продуктивности и снижением обводненности

В табл. 4 приведены результаты обработки 5 скважин Копей-Кубовского месторождения, на которых была проведена гипано-

термокислотная обработка.

Таблица 4

Показатели эксплуатации скважин до и после проведения ГТКО

№ СКВ. Дата завершения ГТКО Дебит нефти, т/сут Обводненность, % Коэффициент продуктивности, т/(сут*МПа)

ДО обработки после обработки до обработки после обработки по жидкости по нефти

до обработки после обработки ДО обработки после обработки

2105 20.09.2000 0,2 1,7 85,6 78,1 0,135 0,739 0,019 0,162

2106 26.09.2000 0,4 1,3 87,1 71,8 0,335 0,481 0,043 0,136

2112 08 10 2000 0,8 2,7 88,6 73,6 1,073 1,316 0,122 0,347

2121 03.10.2000 0,8 2,4 85,3 65,5 0,622 0,718 0,091 0,248

2140 19 10.2000 0,8 1,7 82,7 75,7 0,613 0,657 0,106 0,160

22-29 октября 2001 г. в скв. № 956 была проведена 11 КО с отбором проб на содержание АСПО до и после обработки. До обработки среднее содержание парафинов в нефти составило 5,34 %, асфальто-смолистых веществ - 17,4 %, а суммарное содержание АСПВ - 22,74 %. После обработки содержание парафинов и асфальто-смолистых веществ в добываемой продукции сначала увеличивалось (парафина - 9,92 %, асфальто-смолистых веществ - 14,79 %, суммарное содержание АСПВ - 23,71%), а затем стало снижаться и через 25 дней достигло уровня, предшествовавшего ГТКО. Повышенная концентрация АСПВ объясняется разрушением гидрофобных слоев тяжелых углеводородов и постепенным их выносом в составе добываемой нефти.

Анализ результатов опытных ГТКО показывает, что суммарная дополнительная добыча нефти за весь период действия эффекта по обработанным скважинам составила 2238 т, что составляет в среднем на одну обработку 373 т. Средняя продолжительность эффекта по дополнительной добыче нефти около 16,5 месяцев. Основное количество дополнительно добытой нефти приходится на первые 12 месяцев после ГТКО. Так, за пер-

вый год эксплуатации скважин дополнительная добыча нефти составила 67% от суммарной дополнительно добытой нефти за весь период действия эффекта по добыче нефти. По анализируемым результатам ГТКО также рассчитано уменьшение притока воды. Суммарная добыча воды по этим скважинам снизилась на 1333 т, что составляет в среднем 222 т на одну обработку Средняя продолжительность эффекта по снижению притока воды составила 17,3 месяцев. Основное дополнительное снижение добычи воды приходится на 12 месяцев эксплуатации скважин после ГТКО, что составило 89,3 % от суммарного объема снижения добычи воды.

В четвертой главе рассмотрено влияние кислотных обработок при-забойных зон скважин на показатели разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах (на примере разработки кизеловского горизонта Ко-пей-Кубовского месторождения). Рассмотрена геолого-промысловая характеристика месторождения и динамика основных показателей разработки кизеловского горизонта. С 1988 г. ведутся работы по интенсификации притока нефти к скважинам и снижению добычи воды. Автором обобщены результаты проведения 80 ГКО скважин с учетом дополнительно добытой нефти.

Проведение ГКО в единичных скважинах позволяет увеличить приток нефти, однако добыча дополнительной нефти практически не сказывается на показателях разработки залежи. Вероятно, влияние на текущие показатели разработки может проявиться только при значительном охвате фонда скважин обработками. В конечном счете, это может повлиять на увеличение нефтеотдачи залежи.

Нефтеотдача может увеличиться в случае изменения условий движения нефти, за счет увеличения коэффициента охвата пласта процессом вытеснения. Исследование и анализ профилей приемистости добывающих скважин перед ГКО и после проведения показывает отличие в интервалах приемистости жидкости. Установлены виды профилей: с увеличением работающего интервала пласта; с частичным перекрытием высокообводнен-

ных тонких пропластков или трещин и увеличением толщины имеющихся ранее работавших других пропластков; с полным перекрытием ранее работавших интервалов и созданием новых в ниже или вышележащих пропла-сгках. Различие работающих интервалов до и после ГКО указывает на изменение фильтрационных потоков, характерных для потокоотклоняющих технологий повышения нефтеотдачи.

Для оценки влияния охвата скважин обработками на степень изменения темпов отбора нефти были обобщены результаты обработок по этим параметрам. При этом охват скважин обработками (х) определялся как отношение количества скважин, дающих дополнительную добычу нефти ко всему действующему фонду скважин. Степень изменения темпов отборов (у) определялась отношением текущих темпов отбора нефти к темпам отбора без учета эффекта от ГКО. Статистическая обработка исходных данных позволила выявить зависимость изучаемых параметров, которая подчиняется логарифмическому закону с коэффициентом множественной корреляции (II2), равным 0,74.

у = 0,1303 1п(х) + 0,7702 (3)

Исследование уравнения (3) показывает, что чем больше скважин добывающего фонда будет охвачено воздействием, тем больше увеличиваются темпы отбора нефти. Причем это увеличение носит затухающий характер. Так, при охвате скважин обработками в интервале 10 - 100 % темпы отбора нефти, по сравнению с этим показателем без проведения ГКО, можно увеличить в 1,07 - 1,37 раза соответственно. Для практических целей рекомендуется обеспечивать охват скважин обработками (с учетом переходящих эффективных) на уровне 25-30 %, что позволит увеличив темпы отбора в 1,19 1,22 раза. Дальнейшее увеличение охвата скважин обработками приводит лишь к незначительному увеличению темпов разработки и большим расходам средств на проведение ГКО, поэтому охват скважин обработками более 30 % от добывающего фонда скважин представляется нерациональным.

О влиянии системного проведения ГКО на улучшение текущих показателей разработки можно судить не только по дополнительной накопленной добыче нефти (83,9 тыс. т за 1988 - 2003 гг.) но и по увеличению коэффициента извлечения нефти (КИН) от начальных геологических (рис. 2) или извлекаемых запасов.

1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004

-•- КИН от геол. запасов (текущий), % -о- КИНотгеол запасов без ГКО, %

Рис. 2 Коэффициент извлечения нефти от начальных геологических запасов на Копей-Кубовском месторождении Так, применение ГКО в 1988 - 2003 гг. позволило увеличить КИН от геологических запасов на 0,85 %, а КИН от извлекаемых запасов на 3,82 %.

Кроме того, за тот же период проведение этих ГКО позволило снизить добычу воды на 76,8 тыс. м3. Расчеты показали, что текущий водо-нефтяной фактор (ВНФ) меньше ВНФ без учета эффекта от ГКО на 0,16.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Получены статистические зависимости изменения дебита и обводненности скважины после СКО, ПКО, НКО, ГКО от этих же показателей до обработки. Полученные статистические зависимости рекомендуется

использовать при выборе вида обработки и прогнозирования технологического эффекта.

2. Выявлены границы эффективного применения различных видов соляно-кислотных обработок скважин в зависимости от обводненности их продукции. Рекомендовано на стадии высокого обводнения продукции скважин применение кислотных обработок с использованием осадкообра-зующих технологий - ГКО.

3. На основе статистического анализа результатов ГКО скважин получены уравнения регрессии, учитывающие геолого-физические параметры пласта и технологические параметры закачки Выявлено, что основными значимыми факторами, положительно влияющими на увеличение дебита после обработки и уменьшение притока воды, являются: нефтенасы-щенная толщина, нефтенасыщенность, объем закачиваемой соляной кислоты и объем закачанного полимера. Отрицательно влияют' вязкость нефти, начальное давление закачки и дебит скважины до обработки.

4. Предложено рассчитывать технологические параметры закачки технологических жидкостей в зависимости от приемистости скважины. Разработан СТП 03-09-2004 «Технология гипано-кислотной обработки карбонатных коллекторов с высокой обводненностью», который утвержден и введен в действие приказом № 245 ОАО «АНК «Башнефть» от 03.11.2004 г.

5. Разработанный на основе лабораторных и промысловых исследований новый способ гипано-термокислотной обработки опробован на шести скважинах. Проведенные ГТКО позволили увеличите приток нефти из низкопористых гидрофобизированных коллекторов, обеспечить качественное перекрытие высокопроницаемых водопроводящих каналов и очистку призабойной зоны пласта от АСПВ. Обобщение результатов обработок, проведенных в ООО НГДУ «Октябрьскнефть», показало перспективность их применения при обработке высокообводненных скважин, экс-

плуатирующих карбонатные коллектора при давлениях ниже давления насыщения.

6. Установлено влияние массового проведения кислотных обработок скважин, эксплуатирующих обводненные карбонатные пласты, (до 42 % от добывающего фонда скважин) на увеличение темпов отбора нефти Оптимальный охват обработками составляет 25 - 30 % от фонда добывающих скважин, что позволяет повысить темпы отборов в 1,19 - 1,22 раза.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Тухтеев P.M., Антипин Ю.В., Карпов A.A. Области эффективного применения кислотных обработок скважин на месторождениях западного Башкортостана // Нефтепромысловое дело. - 2001. - №1. - С. 28 -31.

2. Тухтеев P.M., Антипин Ю.В., Карпов A.A. Эффективность применения кислотных обработок скважин на месторождениях западного Башкортостана // Проблемы нефти и газа: Сб. науч. тр. - Уфа: Изд-во «Реактив», 2001.-С. 160-161.

3. Карпов A.A. Анализ эффективности соляно-кислотных обработок скважин на месторождениях западного Башкортостана // Тез. докл. 52-й науч.-техн. конф. студ., аспир. и молодых ученых / Уфим. гос. нефт. техн. ун-т.-Уфа, 2001.-С. 134.

4. Тухтеев P.M., Антипин Ю.В., Карпов A.A. Интенсификация добычи нефти из карбонатных коллекторов // Нефтяное хозяйство. - 2002. - №4. -С. 68 - 70.

5. Тухтеев P.M., Антипин Ю.В., Карпов A.A. Влияние гипано-кислотных обработок на показатели разработки Копей-Кубовского месторождения // Повышение эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений: Тез. докл. IV-ro конгресса нефтегазопромышленников России. - Уфа: Изд-во Башнипинефть. - 2003. - С. 44 - 45.

6. Карпов A.A., Дао Нгуен Хунг. Интенсификация притока нефти из малопродуктивных обводненных карбонатных коллекторов в НГДУ «Ок-тябрьскнефть» // Тез. докл. 54-й науч.-техн. конф. студ., аспир. и молодых ученых / Уфим. гос. нефт. техн ун-т. - Уфа, 2003. - С 53-54

7. Карпов A.A., Гильмутдинов Б.Р. Исследование осадкообразования при коагуляции полимерных растворов // Тез. докл 54-й науч.-техн. конф студ., аспир. и молодых ученых / Уфим. гос. нефт. техн. ун-т. - Уфа, 2003. -С. 16-17.

8. Антипин Ю.В., Карпов A.A.. Тухтеев P.M. Влияние обработок при-забойных зон скважин на показатели разработки карбонатных коллекторов // Интервал. - 2003. - № 8. - С. 39 - 42.

9. Карпов A.A., Гильмутдинов Б.Р. Гелеосадкообразование при коагуляции полимеров хлоридами различной концентрации // Молодые ученые - нефтяной науке Башкортостана: Сб. науч. тр. - Уфа: Изд-во «Башнефть», 2003.-Вып. 114.-С. 81-85.

10. СТП 03 09 - 2004. Технология гипано-кислотной обработки карбонатных коллекторов с высокой обводненностью / P.M. Тухтеев, P.A. Иб-раев, Ю.В. Антипин, A.A. Карпов. - Уфа: ОАО «АНК «Башнефть», 2004. 13 с.

-950 1

РНБ Русский фонд

2006-4 6647

Подписано в печать 04 05 2005 Бумага офсетная Формат 60x84 1/16 Печать трафаретная Уел -печ л 1 0 Уч -изд л 0.9 Тираж 90 экз Заказ 06

Типография РШЕТАЫ г Уфа, Проспект Октября. 133

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Карпов, Алексей Александрович

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ, УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ,

СИМВОЛОВ, ЕДИНИЦ И ТЕРМИНОВ.

ВВЕДЕНИЕ.

1 Текущее состояние разработки нефтяных месторождений западного Башкортостана и проблемы извлечения нефти из карбонатных коллекторов.

1.1 Структура добычи нефти по объектам разработки.

1.2 Тектоническая приуроченность и характеристика карбонатных продуктивных пород.

1.3 Геолого-промысловые предпосылки добычи трудноизвле-каемых запасов нефти из карбонатных коллекторов.

1.4 Выводы.

2 Совершенствование применения методов интенсификации притока нефти из карбонатных пластов к скважинам на месторождениях запада Башкортостана.

2.1 Краткая характеристика применяемых методов интенсификации притока нефти.

2.2 Определение границ эффективного применения различного вида кислотных обработок обводненных скважин.

2.3 Пути повышения эффективности гипано-кислотных обработок высокообводненных скважин.

2.3.1 Совершенствование технологии проведения гипано-кислотных обработок.

2.3.2 Влияние геолого-физических и технологических параметров гипано-кислотных обработок скважины на эффективность воздейстия на ПЗП.

2.4 Выводы.

3 Разработка технологии гипано-термокислотной обработки скважины.

3.1 Особенности добычи нефти из неоднородных карбонатных коллекторов при пониженных забойных давлениях в скважинах

3.2 Лабораторные исследования осадкообразования при повышенных температурах.

3.3 Технология проведения гипано-термокислотных обработок высокообводненных скважин.

3.4 Промысловые результаты проведения гипано-термокислотных обработок обводненных скважин.

3.5 Выводы.

4 Влияние обработок призабойных зон скважин на показатели разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах.

4.1 Краткая геолого-промысловая характеристика Копей-Кубовского месторождения.

4.2 Динамика основных показателей разработки кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения.

4.3 Повышение эффективности разработки кизеловского горизонта за счет увеличения нефтеотдачи карбонатных коллекторов.

4.3.1 Характер профилей приемистости и притока при проведении гипано-кислотных обработок скважин.

4.3.2 Влияние кислотных обработок скважин на темпы отбора нефти.

4.4 Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности кислотных обработок высокообводненных скважин в трещиновато-поровых карбонатных коллекторах"

Важнейшей проблемой в нефтяной промышленности является повышение эффективности добычи нефти. Поэтому проведение геолого-технических мероприятий, предназначенных для интенсификации притока нефти к скважинам и снижения обводненности добываемой продукции, является одним из перспективных и быстроразвивающихся направлений технического прогресса в добыче нефти. Несмотря на обилие технологий и химических реагентов, используемых для этих целей, вопросы эффективности геолого-технических мероприятий недостаточно изучены для условий малодебитного фонда скважин мелких месторождений, эксплуатирующих карбонатные коллектора. С учетом наблюдающейся в нефтяной промышленности Урало-Поволжья устойчивой тенденции ухудшения структуры запасов нефти, эта проблема становится ещё более актуальной.

Во всех нефтегазодобывающих регионах ухудшение структуры запасов и истощение высокопродуктивных залежей приводит к возрастанию доли трудноизвлекаемых запасов с низкими дебитами скважин. При этом успешность геолого-технических мероприятий снижается, что особенно проявляется в связи с обводнением скважин. Подобные особенности разработки в полной мере характерны для месторождений запада Башкортостана, когда после истощения залежей нефти в терригенных пластах в структуре остаточных извлекаемых запасов возрастает доля запасов нефти, приуроченных к низкопроницаемым, малопродуктивным, пористым и пористо-трещиноватым карбонатным коллекторам.

Изучению продуктивных карбонатных коллекторов Урало-Поволжья, анализу их разработки посвящены работы Абызбаева И.И., Андреева В.Е., Аширова К.Б., Баймухаметова К.С., Викторова П.Ф., Гайнул-лина К.Х., Галлямова М.Н., Горбунова А.Т., Еникеева В.Р., Калинского

Б.А., Лозина Е.В., Миникаева В.З., Мерзлякова В.Ф., Муслимова Р.Х., Мухам етшина В.Ш., Попова A.M., Сургучева M.JI., Токарева М.А., Юсупова Р.Г., Якупова Ф.М. и других исследователей и промысловых работников. Обобщение исследований и опыта разработки указывает на сложности вовлечения и эксплуатации продуктивных карбонатных пластов. Применение заводнения ограничено из-за недостаточной приемистости нагнетательных скважин и быстрого прорыва закачиваемых вод к добывающим скважинам из-за большой неоднородности коллектора по проницаемости. На залежах с пористо-трещиноватыми коллекторами и на мелких месторождениях создание системы заводнения оказывается нецелесообразным. Поэтому основная часть карбонатных пластов разрабатывается на естественных режимах малодебитным фондом скважин.

Проблемы эксплуатации карбонатных коллекторов, интенсификации притока нефти и ограничения поступления воды в скважины занимались: Абдуллин Ф.С., Амиян В.А., Антипин Ю.В., Блажевич В.А., Галлямов И.М., Илюков В.А., Логинов Б.Г., Махмутов Н.Р., Персиянцев М.Н., Смыков В.В., Тухтеев P.M., Уметбаев В.Г., Южанинов П.М. и другие.

Среди ряда геолого-технических мероприятий по интенсификации притока нефти к скважинам, эксплуатирующим карбонатные коллектора, наиболее эффективными стали различного вида соляно-кислотные обработки скважин. В связи с обводнением скважин эффективность традиционно используемых технологий кислотного воздействия снижается. Более эффективными оказались технологии, основанные на проведении изоляции водопроводящих каналов осадкообразующими полимерными реагентами с последующей продавкой соляной кислоты в поровую часть коллектора (например, гипано-кислотные и гивпано-кислотные обработки скважин). Однако при использовании этих способов выбор технологических параметров закачки химических реагентов, учитывающих индивидуальные особенности призабойной зоны пласта недостаточно аргументирован. Кроме того, эффективность гипано (гивпано)-кислотных обработок снижается в случае обработки гидрофобизированной поверхности пор карбонатных коллекторов.

Цель работы. Повышение эффективности соляно-кислотных обработок высокообводненных скважин для интенсификации притока нефти и снижения добычи воды на месторождениях с карбонатными коллекторами на основе обобщения и дальнейшего развития применения осадкообра-зующих полимерных растворов и соляной кислоты при различных температурах.

Основные задачи исследования

1. Анализ эффективности соляно-кислотных обработок по интенсификации притока нефти к скважинам, эксплуатирующим карбонатные пласты (на примере месторождений, разрабатываемых ООО НГДУ «Октябрь-скнефть»).

2. Изучение особенностей технологии, обобщение опыта проведения и совершенствование гипано-кислотных обработок скважин (ГКО).

3. Лабораторные исследования коагуляции полимеров хлоридами кальция и магния при различных температурах.

4. Разработка эффективного метода кислотного воздействия при гид-рофобизированном поровом пространстве матриц карбонатного трещиновато-пористого коллектора.

5. Изучение влияния массового проведения кислотных обработок призабойных зон (ОПЗ) потокоотклоняющего характера на показатели разработки залежи (на примере Копей-Кубовского месторождения западного Башкортостана).

Методы исследований. Поставленные в работе задачи решались путем проведения лабораторных и промысловых исследований и анализа промыслового материала. Обработка результатов велась с применением математической статистики и вычислительной техники.

Защищаемые положения

1. Статистические зависимости эффективности технологических показателей кислотных обработок различного вида и границы применимости кислотных обработок для скважин с различной обводненностью продукции.

2. Уравнения регрессии для оценки влияния геолого-физических и технологических факторов на степень увеличения дебита и степень снижения обводненности продукции после гипано-кислотной обработки скважины.

3. Технология проведения гипано-кислотной обработки с учетом определения составов осадкообразующих растворов и параметров их закачки в скважину при различной приемистости призабойной зоны пласта.

4. Результаты лабораторных исследований и промысловых испытаний разработанной технологии гивпано-термокислотных обработок скважин.

5. Результаты оценки влияния массового проведения кислотых обработок на показатели разработки кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения.

Научная новизна

1. Выявлены границы эффективного применения различных видов соляно-кислотных обработок скважин в зависимости от обводненности их продукции. На стадии большого обводнения (70-99 %) эффективными обработками скважин являются кислотные обработки с использованием осадкообразующих технологий - гипано-кислотные обработки.

2. Получены статистические зависимости для степени увеличения дебита и степени изменения обводненности после гипано-кислотной обработки, учитывающие геолого-физические параметры пласта и технологические параметры закачки. Выявлено, что основными значимыми факторами являются: нефтенасыщенная толщина, нефтенасыщенность, объем закачиваемой соляной кислоты и объем закачки полимера.

3. Установлены оптимальные объемы и концентрации осадкообра-зующих реагентов при температурах до 85 °С для качественной коагуляции и кислотного воздействия на гидрофобизированные матрицы коллектора.

4. Выявлено влияние массового проведения ОПЗ скважин (до 42 % от добывающего фонда скважин), позволяющее увеличить темпы отбора. Оптимальный охват обработками составляет примерно 25 % от фонда добывающих скважин, что позволяет повысить темпы отборов до 1,25 раза.

Практическая ценность и реализация результатов исследований

1. Практическую ценность представляют полученные статистические модели, выражающие зависимость степени увеличения дебитов после обработки и степени изменения обводненностей после обработки от геолого-физических и технологических параметров, что позволяет прогнозировать результаты предполагаемых гипано-кислотных обработок скважин.

2. Разработан стандарт предприятия ОАО «АНК «Башнефть» (СТП 03-09-2004) на технологию проведения гипано-кислотных обработок высо-кообводненных скважин. Использование СТП позволяет обоснованно определять состав и технологические параметры закачки осадкообразующих реагентов в зависимости от приемистости скважины перед обработкой.

3. Технология гивпано-термокислотных обработок испытана и отработана на 6 скважинах ООО НГДУ «Октябрьскнефть». Обобщение результатов позволило выявить перспективность их практического применения при обработке в высокообводненных гидрофобизированных карбонатных пластах.

В работе использованы современные методы экспериментальных лабораторных и промысловых исследований. Основная часть лабораторных исследований проведена на кафедре разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений УГНТУ, а промысловые исследования и внедрение рекомендаций проведены по опробованным методикам, утвержденным в виде руководящих документов, государственных и отраслевых стандартов. Обработка полученных результатов проводилась с использованием методов математической статистики и вычислительной техники.

Результаты диссертационной работы докладывались на Ш-ем и IV-ом Всероссийских конгрессах нефтегазопромышленников России «Проблемы нефти и газа» (Уфа, 2001, 2003 гг.); на научно-технических конференциях Уфимского государственного нефтяного технического университета (2001, 2003 гг.); на научных конференциях АНК «Башнефть» и Баш-НИПИнефть (2003, 2004 гг.)

Автор благодарит за большую помощь в формировании плана диссертации, обработке и обобщении результатов исследований научного руководителя, профессора Юрия Викторовича Антипина. За содействие и научное консультирование при внедрении разработок в промысловых условиях автор также выражает благодарность директору ООО НГДУ «Ок-тябрьскнефть», кандидату технических наук Ринату Мухаметовичу Тух-тееву.

При решении отдельных вопросов, поставленных задач автор получал консультации и помощь при проведении экспериментальных работ и внедрении рекомендаций, за что выражает свою искреннюю благодарность: М.Д. Валееву, Ш.А. Гафарову, Ю.В. Зейгману, Р.А. Ибраеву, Б.А. Калинскому, Ю.Н. Стенечкину, М.А. Токареву, В.М. Трюпиной.

Автор выражает большую признательность работникам кафедры разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета и промысловым работникам ООО НГДУ «Октябрьскнефть», помогавшим в выполнении и обсуждении настоящей работы.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Карпов, Алексей Александрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Получены статистические зависимости изменения дебита и обводненности скважины после СКО, ПКО, НКО, ГКО от этих же показателей до обработки. Полученные статистические зависимости рекомендуется использовать при выборе вида обработки и прогнозирования технологического эффекта.

2. Выявлены границы эффективного применения различных видов соляно-кислотных обработок скважин в зависимости от обводненности их продукции. Рекомендовано на стадии высокого обводнения продукции скважин применение кислотных обработок с использованием осадкообра-зующих технологий - ГКО.

3. На основе статистического анализа результатов ГКО скважин получены уравнения регрессии, учитывающие геолого-физические параметры пласта и технологические параметры закачки. Выявлено, что основными значимыми факторами, положительно влияющими на увеличение дебита после обработки и уменьшение притока воды, являются: нефтенасы-щенная толщина, нефтенасыщенность, объем закачиваемой соляной кислоты и объем закачанного полимера. Отрицательно влияют: вязкость нефти, начальное давление закачки и дебит скважины до обработки.

4. Предложено рассчитывать технологические параметры закачки технологических жидкостей в зависимости от приемистости скважины. Разработан СТП 03-09-2004 «Технология гипано-кислотной обработки карбонатных коллекторов с высокой обводненностью», который утвержден и введен в действие приказом № 245 ОАО «АНК «Башнефть» от 03.11.2004 г.

5. Разработанный на основе лабораторных и промысловых исследований новый способ гипано-термокислотной обработки опробован на шести скважинах. Проведенные ГТКО позволили увеличить приток нефти из низкопористых гидрофобизированных коллекторов, обеспечить качественное перекрытие высокопроницаемых водопроводящих каналов и очистку призабойной зоны пласта от АСПВ. Обобщение результатов обработок, проведенных в ООО НГДУ «Октябрьскнефть», показало перспективность их применения при обработке высокообводненных скважин, эксплуатирующих карбонатные коллектора при давлениях ниже давления насыщения.

6. Установлено влияние массового проведения кислотных обработок скважин, эксплуатирующих обводненные карбонатные пласты, (до 42 % от добывающего фонда скважин) на увеличение темпов отбора нефти. Оптимальный охват обработками составляет 25 — 30 % от фонда добывающих скважин, что позволяет повысить темпы отборов в 1,19 — 1,22 раза.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Карпов, Алексей Александрович, Уфа

1. Амиян В.А. Физико-химические методы повышения производительности скважин / В.А. Амиян, B.C. Уголев. М.: Недра, 1970. - 280 с.

2. Адлер Ю.П. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий / Ю.П. Адлер, Е.В. Маркова, Ю.В. Грановский. М.: Наука, 1976.-280 с.

3. Антипин Ю.В. Влияние обработок призабойных зон скважин на показатели разработки карбонатных коллекторов / Ю.В. Антипин, P.M. Тухтеев, A.A. Карпов // Интервал. Самара. - 2003. - № 8. -С. 39-42.

4. A.c. 1006717, СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Состав для изоляции притока воды в скважину / И.И. Мутин, М.М. Загаров, И.Г. Юсупов и др. (СССР); ТатНИПИнефть. Опубл. 23.03.83., Бюл. № 11.

5. A.c. 1445293, СССР, МКИ Е 21 В 33/13. Способ гидроизоляции пласта в скважине и состав для его осуществления / C.B. Крупин, М.Е. Крысин и др. (СССР). Опубл. 15.12.88., Бюл. № 46.

6. A.c. 1445297, СССР, МКИ Е 21 В 43/22. Состав для вытеснения нефти / К.С. Фазлутдинов, Р.З. Конюков, Р.Х. Хазипов и др. (СССР). -Опубл. 15.12.88., Бюл. № 46.

7. A.c. 1778280, СССР, МКИ Е 21 В 43/22. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта / А.Ш. Газизов, И.Г. Нигматуллин, И.Ф. Ефимов и др. (СССР). Опубл. 30.11.92., Бюл. № 44.

8. Бикбулатов А.У. Технология приготовления и закачки гипано-формалиновых смесей / А.У. Бикбулатов, Р.Ш. Рахимкулов // Нефтяное хозяйство. 1982. - №2. - С. 60 - 63.

9. Буторин О.И. Совершенствование технологий разработки карбонатных коллекторов с учетом преимущественного направления трещиноватости / О.И. Буторин, P.C. Нурмухаметов, Н.З. Ахметов, Ш.М. Юнусов // Нефтяное хозяйство. — 2002. — № 2. С. 53 - 55.

10. Васильевский В.Н. Техника и технология определения параметров скважин и пластов / В.Н. Васильевский, А.И. Петров. М.: Недра, 1989.-271 с.

11. П.Воюцкий С.С. Курс коллоидной химии / С.С. Воюцкий. М.: Химия, 1976.-512 с.

12. Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных и ограничение водопритоков в добывающих скважинах гелеобразующими составами / С.В.Усов, О.П.Тень, С.А.Рябконь и др. // Нефтяное хозяйство. — 1991. №7. - С. 41 -43.

13. Газизов A.A. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки / A.A. Газизов // М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 639 с.

14. Газизов А.Ш. Повышение нефтеотдачи пластов ограничением движения вод химическими реагентами / А.Ш. Газизов // Нефтяное хозяйство. 1992. - №1. - С. 20 - 22.

15. Гелеобразующие композиции для выравнивания профиля приемистости и селективной изоляции водопритока / В.А.Парасюк, И.Н. Га-ланцев, В.Н. Суханов и др. // Нефтяное хозяйство. — 1994. №2. — С. 64- 68.

16. Геологическое строение и разработка Туймазинского нефтяного месторождения / К.С. Баймухаметов, В.Р. Еникеев, А.Ш. Сыртланов, Ф.М. Якупов. Уфа: Китап, 1993. - 280 с.

17. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана / К.С. Баймухаметов, П.В. Викторов, К.Х. Гай-нуллин, А.Ш. Сыртланов. Уфа: РИЦ АНК "Башнефть", 1997. - 424 с.

18. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта: Учебник для вузов / Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский. — М.: Недра, 1982. — 311 с.

19. Глущенко В.Н. Вопросы повышения эффективности кислотных составов для обработки скважин / В.Н. Глущенко, О.В. Поздеев. М.: ВНИИОЭНГ. - 1992. - 51 с.

20. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика / В.Е. Гмурман. М.: Высшая школа. - 1972. - 368 с.

21. Григоращенко Г.И. Применение полимеров в добыче нефти / Г.И. Григоращенко, Ю.В. Зайцев, В.В. Кукин. М.: Недра. - 1978. - 213 с.

22. Громович В.А. Промысловые данные по влиянию неоднородности карбонатных коллекторов на характер разработки нефтяных залежей /

23. B.А. Громович, Б.Ф. Сазонов // Тр. Гипровостокнефть. 1965. - Вып. 9.1. C. 95 102.

24. Джавадян A.A. Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии на месторождениях Российской Федерации / A.A. Джавадян, В.Е. Гавура // Нефтяное хозяйство. 1993. - №10. - С. 6 - 13.

25. Доброскок Б.Е. Применение метилцеллюлозы для повышения нефтеотдачи пластов / Б.Е. Доброскок, H.H. Кубарева, Р.Х. Мусабиров // Тез. докл. Всесоюзн. науч.- техн. конф. — Черкассы: 1990. — С. 14.

26. Желтов Ю.В. Термополимерное воздействие — технология для рациональной разработки месторождений вязкой нефти в трещиновато-поровых коллекторах / Ю.В. Желтов, В.И. Кудинов // Нефтяное хозяйство. -1993.-№10.-С. 45-54.

27. Зайнетдинов Т.И. Композиции дисперсных систем для регулирования проницаемости неоднородных пластов на поздней стадии разработки / Т.И. Зайнетдинов, А.Г. Телин, JI.M. Шишова // Нефтяное хозяйство. -1997.-№2. -С. 29-31.

28. Зубков П.Т. Механизм формирования высоковязких гелевых барьеров в неоднородных нефтяных пластах / П.Т. Зубков, K.M. Федоров // Изв. РАН, Сер. МЖГ, том 1. - 1996. - №2. - С. 36 - 38.

29. Ибрагимов Г.З. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник / Г.З. Ибрагимов, К.С. Фазлутдинов, Н.И. Хисамутдинов. М.: Недра, 1991. - 384 с.

30. Ибрагимов Г.З. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти / Г.З. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов. — М.: Недра, 1983.-312 с.

31. Ибрагимов JI.X. Интенсификация добычи нефти / JI.X. Ибрагимов, И.Т. Мищенко, Д.К. Челоянц. М.: Наука, 2000. - 414 с.

32. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов / M.JI. Сургучев, В.И. Кеманов, В.Е. Гавура и др. М.: Недра, 1987. - 230 с.

33. Исследование водоизолирующих свойств полимеров / P.P. Кадыров, И.И. Мутин, И.Г. Юсупов, В.П. Барабанов // Изв. ВУЗов. Нефть и газ.- 1983. -№12. -С. 35 -37.

34. Канзафаров Ф.Я. Составы для изоляции пластовых вод / Ф.Я. Канзафаров, A.C. Васильев, С.Г. Канзафарова // Нефтяное хозяйство.- 1991.-№2.-С. 20-22.

35. Каплан JI.C. Развитие техники и технологий на Туймазинском нефтяном месторождении / JI.C. Каплан, A.B. Семенов, Н.Ф. Разгоняев. — Уфа: РИЦ АНК "Башнефть", 1998. 416 с.

36. Карпов A.A. Анализ эффективности соляно-кислотных обработок скважин на месторождениях западного Башкортостана / A.A. Карпов // Материалы 52 науч.-техн. конференции студентов, аспирантов и молодых ученых: Сб. тез. докл. / УГНТУ. Уфа, 2001. - С. 134.

37. Карпов A.A. Гелеосадкообразование при коагуляции полимеров хлоридами различной концентрации / A.A. Карпов, Б.Р. Гильмутдинов //

38. Молодые ученые нефтяной науке Башкортостана: Сб. науч. тр. / Баш-нефть. - 2003. - Вып. 114. - С. 81 - 85.

39. Карпов A.A. Исследование осадкообразования при коагуляции полимерных растворов / A.A. Карпов, Б.Р. Гильмутдинов // Материалы 54 науч.-техн. конференции студентов, аспирантов и молодых ученых: Сб. тез. докл.: 4.1 / УГНТУ. Уфа, 2003. - С. 16 - 17.

40. Kayшанский Д.А. Новые биотехнологические и физико-химические технологии воздействия на нефтяные пласты / Д.А. Каушан-ский // Нефтяное хозяйство. 1997. - №11. - С. 47 - 51.

41. Комиссаров А.И. Применение силикатных составов для ограничения водопритоков из глубокозалегающих пластов / А.И. Комиссаров, К.Ю. Газиев // Нефтяное хозяйство. 1992. - №8. - С. 13-15.

42. Кудинов В.И. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов / В.И. Кудинов, Б.М. Сучков. Самара: Кн. изд-во, 1996.-440 с.

43. Кукин В.В. Применение водорастворимых полимеров для повышения нефтеотдачи пластов / В.В. Кукин, Ю.В. Соляков. М., 1982. - 44 с. - (Нефтепромысловое дело: Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ; Вып. 21).

44. Макеев Г.А. Регулирование фильтрационных потоков в трещиноватых пластах / Г.А. Макеев, В.А. Санников, Г.А. Гавриленко, Н.В. Валяе-ва // Нефтяное хозяйство. 1989. - №12. - С. 45 - 48.

45. Макеев Г.В. Воздействие на трещиноватый пласт потокооткло-няющими агентами / Г.В. Макеев, В.А. Санников, С.С. Кузьминский // Нефтяное хозяйство. 1988. - №4. - С. 47 - 49.

46. Маляренко A.B. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири / A.B. Маляренко, Ю.В. Земцов. М., 1987. - 100 с. -(Нефтепромысловое дело: Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ)

47. Махмутов Н.Р. Интесификация притока нефти путем термопе-нокислотного воздействия на призабойную зону карбонатного пласта / Н.Р. Махмутов, И.М. Галлямов, А.Ш. Сыртланов // Сб. науч. тр. / БашНИ-ПИнефть. Вып. 66. - С. 223 - 228.

48. Метод определения структуры порового пространства трещинных коллекторов / И.Н. Волкова, В.В. Смыков, Н.Э. Ахметов и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 1999. № 3. — С. 22-29.

49. Молчан И.А. Перспективная технология ограничения водопритоков в добывающие скважины / И.А. Молчан, А.О. Палий // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1993. - №8. — С. 45 — 48.

50. Мордвинов В.А. Исследование и совершенствование процесса кислотного воздействия на прискважинную зону пласта / В.А. Мордвинов // Нефтепромысловое дело. 1994. - № 7-8. - С. 9 - 11.

51. Мухаметшин В.Ш. Классификация объектов, приуроченных к карбонатным коллекторам нижнекаменноугольной системы Башкирии / В.Ш. Мухаметшин, Ф.Р. Билалов // Физикохимия и разработка нефтегазовых месторождений: Сб. науч. тр. / УГНТУ 1989. — С. 64 — 68.

52. Обоснование выбора скважин для проведения ОПЗ / А.Р. Латы-пов, Т.Ф. Манапов, A.M. Потапов и др. // Нефтяное хозяйство. — 1994. -№2.-С. 61-63.

53. Особенности разработки Серафимовского месторождения / P.M. Тухтеев, Б.А. Калинский, Е.В. Лозин, Р.Г. Юсупов // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 9. - С. 64 - 67.

54. Панов Г.Е. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности / Г.Е. Панов, Л.Ф. Петряшин, Г.Н. Лыся-ный. М.: Недра, 1986. - 244 с.

55. Пат. 1804732 РФ, МКИ Е 21 В 43/22. Способ обработки карбонатных трещиновато-пористых коллекторов с высокой обводненностью / В.М. Черненков, В.В. Семенов, P.M. Тухтеев и др. (Россия). Опубл. 23.03.93., Бюл. №11.

56. Пат. 2058479 РФ, МКИ 6 Е 21 В 43/22. Гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти из неоднородных пластов / Т.А. Исмагилов, А.Г. Телин, И.Н. Галанцев и др. (Россия). Опубл. 20.04.96., Бюл.№11.

57. Пат. 2061855 РФ, МКИ 6 Е 21 В 43/22. Полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти / Р.Х. Хазипов, А.Ш. Газизов, А.Г. Телин и др. (Россия). Опубл. 10.06.96., Бюл. №16.

58. Пат. 2064571 РФ, МКИ 6 Е 21 В 33/138. Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков и увеличения добычи нефти / Т.А. Исмагилов, Н.И. Хисамутдинов, А.Г. Телин и др. (Россия). Опубл. 27.07.96., Бюл. №21.

59. Пат. 2171371 РФ, МКИ Е 21 В 43/27. Способ кислотной обработки трещиновато-пористых коллекторов с высокой обводненностью / И.М. Назмиев, И.М. Галлямов, Ф.Д. Шайдуллин и др. (Россия). Бюл. № 21.

60. Пат. 3779917 США, кл. 252-8.55Д, (Е 21 В 43/20). Вторичные методы добычи нефти с помощью сополимера акриламида и винилсульфо-кислоты / Northon Charles J., Falk David О. Marathon Oil Co. Опубл. 18.12.73.

61. Пат. 4326970 США, МКИ Е 21 В 43/22, НКИ 252/8 55.Д. Сополимеры N,N — диметилакриламида и акриламида / Cottrel Ian W., Baird John H., Shim Jaewon L., Merck and Co., Inc. № 4653. Опубл. 27.04.82.

62. Пат. 4561502 США, МКИ Е 21 В 43/16, НКИ 166/274. Процесс добычи нефти с применением геля полиакриламида / Northon Charles J., Falk David О. Marathon Oil Co. Опубл. 18.12.73.

63. Пат. 4819723 США, МКИ Е 21 В 43/22, НКИ 166/248, 166/160. Способ снижения проницаемости высокопроводимых зон и пропластков продуктивного интервала / Whitfill Donald L., Wolf Nich О., Purkapl Jerry D. (США)-Опубл. 11.04.89.

64. Персиянцев М.Н. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов / М.Н. Персиянцев, М.М. Кабиров, JI.E. Ленченкова. Оренбург: Оренб. кн. изд-во, 1999. - 224 с.

65. Попов И.П. Исследование эффективности испытаний объектов в коллекторах порово-трещиноватого типа / И.П. Попов // Нефтяное хозяйство. 1993. - №11. - С. 39 - 42.

66. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности / Госгортехнадзор РФ. М.: 1993. — 104 с.

67. Применение растворов полиакриламида для ограничения притока вод в нефтяные скважины. М., 1976. - 100 с. (Нефтепромысловое дело: Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ)

68. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана / И.И. Абызбаев, А.Ш. Сыртланов, П.Ф. Викторов, Е.В. Лозин. Уфа: Китап, 1994. - 180 с.

69. Растворы полимеров с нижней критической температурой растворения в технологиях увеличения нефтеотдачи / JI.K. Алтунина, В.А. Кувшинов, J1.A. Стасьев, В.В. Гусев // Нефтехимия. 1999. — том 39. -№1.- С. 42-47.

70. Рахимкулов Р.Ш. Увеличение добычи нефти на обводняющихся месторождениях методами глубокого обратимого тампонирования приза-бойной зоны скважины / Р.Ш. Рахимкулов // Нефтяное хозяйство. — 1991. -№2.-С. 41 -45.

71. РД 39 0147009 - 524 - 87. Технология изоляции зон водопри-тока гелеобразующими составами. — Краснодар: ВНИИКР. — 1987.

72. РД 39 0147035 - 254 - 88 Р. Руководство по применению системной технологии воздействия на нефтяные пласты на месторождениях Главтюменнефтегаза. - Тюмень: СибНИИНП. - 1988.

73. РД 39-0147585-212-87Р. Инструкция по технологии повышения нефтеотдачи терригенных коллекторов нижнего карбона при первичном вытеснении нефти растворами полиаклирамида с предоторочкой пресной воды. Казань: ТатНИПИнефть. - 1987.

74. РД 39 0148332 - 220 -87. Технология воздействия на приза-бойную зону вязкоупругими составами. - М.: ВНИИ. - 1987.

75. РД 39 23 - 1187 - 84. Инструкция по применению полиакриламида с глинистой суспензией в обводненных скважинах для увеличенияпритока нефти и ограничения притока воды. — Казань: НПО "Союзнефтепромхим". 1984.

76. РД 39 5765670 - 259 - 88 Р. Технология закачки полимерно-дисперсных систем для повышения нефтеотдачи пластов. - Казань: НПО "Союзнефтепромхим". - 1988.

77. РД 39 5794688 - 260 - 88 Р. Методика регулирования проницаемости водопроводящих каналов пласта с применением силикатно-щелочных растворов (осадкообразующих реагентов). — Уфа: НПО "Союзнефтеотдача". - 1988.

78. Сазонов Б.Ф. Вытеснение нефти водой в трещиноватом пласте / Б.Ф. Сазонов // Сб. науч. тр. / Гипровостокнефть. — 1965. — Вып. 9. -С. 169-174.

79. Сафонов E.H. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана / E.H. Сафонов, Р.Х. Алмаев. Уфа: РИЦ АНК "Башнефть". - 1997. - 247 с.

80. Смехов Е.М. Теоретические и методические основы поисков трещиноватых коллекторов нефти и газа / Е.М. Смехов. — JL: Недра, 1974. 200 с.

81. Смыков В.В. Методы обработки призабойной зоны пласта, спо-собстующие улучшению условий фильтрации жидкости, на месторождениях НГДУ «Ямашнефть» / В.В. Смыков // Нефтепромысловое дело. — М.: ВНИИОЭНГ, 1999.-№ 1.-С. 10-15.

82. Смыков В.В. Повышение эффективности добычи и подготовки нефти из карбонатных коллекторов (на примере месторождений НГДУ «Ямашнефть»): Автореф. дис. канд. техн. наук: 25.00.17. Уфа: Башнипи-нефть, 2001.-24 с.

83. Состав и технология для глубокой обработки призабойной зоны скважин в карбонатных коллекторах / Ю.А. Вердеревский, Т.Г. Валеева,

84. Ю.Н. Арефьев, P.P. Галимов // Нефтяное хозяйство. — 1995. № 5. -С. 44 - 47.

85. Справочная книга по добыче нефти: Под ред. Ш.К. Гиматудино-ва. М.: Недра, 1974. - 704 с.

86. СТП 03 09 — 2004. Технология гипано-кислотной обработки карбонатных коллекторов с высокой обводненностью / P.M. Тухтеев, P.A. Ибраев, Ю.В. Антипин, A.A. Карпов. - Уфа.: ОАО АНК "Башнефть", 2004. -13 с.

87. Сургучев M.JI. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах / M.JI. Сургучев, Ю.В. Желтов, Э.М. Симкин. — М.: Недра, 1984.-215 с.

88. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой / М.А. Токарев. М.: Недра, 1990. - 267 с.

89. Требин Г.Ф. Нефти месторождений Советского Союза: Справочник / Г.Ф. Требин, Н.В. Чарыгин, Т.М. Обухова. М.: Недра, 1980. - 583 с.

90. Трофимов A.C. Осадкообразующие композиции для высокотемпературных пластовых условий / A.C. Трофимов, A.B. Юшин, C.B. Батурин // Нефтепромысловое дело. — 1992. — №3.

91. Тухтеев P.M. Интенсификация добычи нефти из карбонатных коллекторов / P.M. Тухтеев, Ю.В. Антипин, A.A. Карпов // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 4. - С. 68 - 70.

92. Тухтеев P.M. Области эффективного применения кислотных обработок обводненных скважин на месторождениях западного Башкортостана / P.M. Тухтеев, Ю.В. Антипин, A.A. Карпов // Нефтепромысловое дело. 2001.-№ 1.-С. 28-31.

93. Тухтеев P.M. Разработка технологии гипано-кислотных обработок скважин для интенсификации притока нефти из карбонатных коллекторов: Дисс. .на соиск . канд. техн. наук. Уфа: Башнипинефть. — 2000.

94. Тухтеев P.M. Эффективность применения кислотных обработок скважин на месторождениях западного Башкортостана / P.M. Тухтеев, Ю.В. Антипин, A.A. Карпов // Проблемы нефти и газа: Сб. науч. тр. / Изд-во «Реактив», 2001. С. 160 - 161.

95. Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин / В.Г. Уметбаев. М.: Недра, 1989. - 215 с.

96. Фаткуллин A.A. Влияние вязкоупругих систем на восстановление проницаемости продуктивных пластов при обработке призабойной зоны с переменным давлением / A.A. Фаткуллин // Нефтяное хозяйство. 1995. -№ 1 -2.-С. 48-49.

97. Химические реагенты в добыче нефти и транспорте нефти: Справ, изд. / Д.Л. Рахманкулов, С.С. Злотский, В.И. Мархасин и др. М.: Химия, 1987. - 144 с.

98. Шевцов И.А. Состояние и перспективы применения полимерного воздействия на пласт / И.А. Шевцов, Г.Н. Бакаев, В.Я. Кабо // Нефтяное хозяйство. 1994. -№4.-С. 38-41.

99. Шустеф И.Н. Геологические основы технологических решений в разработке нефтяных месторождений / И.Н. Шустеф. М.: Недра, 1988. -199 с.

100. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти: Учебник для ВУЗов / В.И. Щуров. М.: Недра. - 1983. - 510 с.

101. Энгельгарт В. Поровое пространство осадочных пород: Пер. с англ. / В. Энгельгарт. — М.: Недра, 1964. — 286 с.

102. Burkholder L.A. New gel suppresses water flow in oil wells / L.A. Burkholder, K.C. Withington // Oil and Gas J. 1987, 2 / 1 X. - Vol. 85, №38.-P. 93,96, 97, 98.

103. Hoefner M.L. Role of acid diffusion in matrix acidizing of carbonates / M.L. Hoefner, H.S. Fogler, P. Stenins, J. Sjoblom // J. of Petrol. Technol. 1987. - Vol. 39, № 2. - P. 203 - 208.